现阶段，完善我国天然气管输定价，应以有利于解决我国天然气发展所面临的突出矛盾、适应油气管网运营机制改革的需要为立足点。认定有效资产，确定准许收益率和管道折旧年限，以及两部制管输费和网络运输价格的设计，这些将是运销分离后我国完善天然气管输定价面临的几个难点，也是需要政府价格管理部门重点开展研究和广泛听取各方意见的几个问题。

为推进天然气价格改革，促进市场主体多元化竞争，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，国家发改委在2016年10月发布了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，对天然气管输定价进行了规范。2017年5月，中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出改革油气管网运营机制，2019年3月19日，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》。

改革油气管网运营机制，实行天然气管输和销售分开是我国天然气工业的一次重大结构调整，对天然气管输定价提出了几近全新的要求，客观上要求对现行价格管理办法进行修改和完善。

完善我国天然气管输定价机制的立足点

现阶段，完善我国天然气管输定价机制的立足点应主要体现在两方面：一是要有利于解决我国天然气发展所面临的突出矛盾，二是要适应油气管网运营机制改革的需要。

01有利于解决我国发展天然气的突出矛盾

供求之间价格矛盾突出，一直是我国发展天然气所面临的突出矛盾，随着我国天然气对外依存度的不断提高，这一矛盾变得更加突出。

首先，天然气对外依存度不断提高。我国自2006年开始成为天然气净进口国以来，天然气对外依存度逐年提高，到2018年，我国天然气对外依存度已上升至45%，在可预见的未来还将进一步上升。

其次，使用进口天然气的成本较高。目前，我国进口天然气主要有两种途径，即从海上进口LNG和从中亚国家进口管道天然气。使用进口天然气的成本都很高，前者主要受亚洲溢价影响。受制于地理分割和昂贵的运输费用，当前全球天然气市场被自然分为北美、欧洲及亚太三个主要区域市场，亚太市场尤其是东北亚地区，消费量远大于本地产量、天然气竞争不充分以及历史上形成的与油价挂钩机制等因素，导致这一地区的天然气国际贸易价格一直为全球最高。从中亚国家进口管道天然气的价格高，主要是由于管道运输成本高。其实，在新疆霍尔果斯口岸的天然气到岸价，要低于从海上进口LNG的到岸价，但从中亚国家进口管道天然气，也是为了满足我国东部地区天然气消费需求，由于国内长距离运输的高昂管输费，无论通过哪种途径，使用进口天然气的成本都很高。

再次，市场对进口天然气价格承受能力相对不足。人均GDP和单位GDP能耗是衡量一个国家对能源价格承受能力的两个重要指标。我国从海上进口的LNG，与日本、韩国采购自同一资源地，参与亚太市场天然气国际贸易。2010年，日本和韩国的人均GDP分别为我国的10.8倍和4.6倍，我国单位GDP能耗则分别为日本和韩国的7.7倍和2.6倍。近年来，我国经济发展的质量不断提高，但与日本和韩国相比仍存在不小差距，2017年，日本和韩国的人均GDP分别是我国的4.4倍和3.4倍，我国单位GDP能耗则分别为日本和韩国的2.9倍和1.4倍。

由于上述原因，天然气进口企业不得不承担进口天然气的销售亏损。中国石油天然气股份有限公司年报披露，该公司2016、2017和2018年进口天然气销售净亏损额分别为148.84亿元、239.47亿元和249.07亿元。供求之间的价格矛盾，一直是我国天然气发展的突出矛盾。我国天然气市场资源流向的总体特点是西气东供，管道运输成本在我国天然气门站供应成本中占有较大比重。完善天然气管输定价，要以有利于解决我国发展天然气的突出矛盾为立足点。

02适应油气管网运营机制改革的需要

改革油气管网运营机制对天然气管输定价提出了几近全新的要求，主要表现在以下几个方面。

第一，要求更加公正合理地确定管输企业的年度准许总收入。迄今，我国天然气工业只有上游供气方与下游买方，管输价格作为上游供气方的内部结算价格，不与下游买方发生直接联系。运销分离后，我国天然气工业将出现作为管道运输方的承运方，管输费无论由上游供气方向承运方支付，即上游供气方作为托运方在城市门站或工厂门站将天然气销售给下游买方，还是由下游买方向承运方支付，即下游买方作为托运方在气源地向上游供气方购买天然气，管输价格都将成为托运方与承运方的一种外部结算价格。政府价格管理部门在制定管输价格时，应更加公正合理地确定管输企业的年度准许总收入，以确保管输企业以一种合理的成本，提供管道用户所要求的输气服务。

第二，要求更加公正合理地确定不同地区、不同用户的具体运输价格。运销分离后，管输企业作为独立于上游供气方与下游买方的第三方，在管输定价中必然要把提高管道利用效率，降低管道投资风险作为重要考虑因素，不仅要求采取两部制运输价格，而且要求固定成本能更多地通过容量费回收，以鼓励用户有效利用已占用的管道容量。但这会加重季节用气不均衡用户的价格负担，这类用户通常是居民、冬季集中采暖等重点民生用户。因此，政府价格管理部门在设计运输价格时要兼顾公平与效率，在二者之间寻求平衡。

第三，要求管输定价更加公开透明。政府制定价格管理办法要广泛听取各方面意见，制定价格时应向社会公布更详尽的信息。管输企业要定期公布反映生产经营、财务状况以及定价成本的详尽信息等。

完善天然气管输定价的难点问题

认定有效资产，确定准许收益率和管道折旧年限，以及两部制管输价格和网络运输价格的设计，这些是运销分离后，完善天然气管输定价的几个难点，也是需要政府价格管理部门重点开展研究和广泛听取各方意见的几个问题。

01有效资产的认定

改革油气管网运营机制的一项重要内容是组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，现有国有大型油气企业的干线管道将投入新成立的油气管网公司。国家发改委2016年10月发布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》规定，资产评估增值部分不能认定为有效资产，在确定管输企业的年度准许总收入时，折旧费用不能作为定价成本，也不允许对评估增值部分计算许可收益。将现有国有大型油气企业的干线管道投入新成立的油气管网公司是否要对其资产评估？评估增值部分是否可以被认定为有效资产？这些问题都需要在组建油气管网公司及制定管输价格过程中得到解决。

02准许收益率的确定

我国《天然气管道运输价格管理办法（试行）》规定，管输企业的准许收益率为8%。油气管网公司成立后，应按如下公式核定其准许收益率：准许收益率＝权益资本比例×权益资本收益率＋债务资本比例×债务资本收益率，权益资本比例＋债务资本比例＝1。

一般地，权益资本收益率按长期国债利率加上一定的风险报酬率来确定。例如，国家发改委在核定区域电网输电价格时，权益资本收益率按10年期国债平均收益率加不超过4个百分点确定；债务资本收益率可参考人民币贷款基准利率以及油气管网公司成立后实际的融资结构和借款利率确定。资本结构可根据油气管网公司成立后的实际资本结构确定，如果政府价格管理部门认为其实际资本结构不合理，也可以认定一个合适的资本结构用于计算准许收益率，例如在加拿大，由该国能源委员会“认定”被监管企业合理的资本结构。

天然气管输与输配电都属于网络型自然垄断行业，具有类似的投资和经营风险，跨省天然气管网的准许收益率可参照区域电网的准许收益率确定，但前者应比后者高一些。一般认为，与区域电网相比，跨省天然气管网的投资和经营风险较高。

03确定管道的折旧年限

关于管道的折旧年限，欧美天然气市场发育成熟国家一般是取40年，我国现行办法规定在制定管输价格时取30年。管道的物理使用寿命在40年以上，从全球范围看，天然气储采比大于50年，因此，无论是从管道的物理使用寿命，还是从天然气资源的保证情况看，将管道资产的折旧年限延长至40年都是可行的。单纯从定价本身的角度看，在采用服务成本法制定管输价格时，管道折旧年限取40年较好，原因在于：管道运输属于资本密集型行业，如果管道折旧年限取30年，这相当于是加速折旧，会导致管输项目的有效资产在使用年限内快速下降，从而导致管道投用早期管输价格过高，而在使用后期管输价格过低；延长折旧年限，可使管道在整个寿命期内的各阶段管输价格相对平稳。

04两部制管输价格设计

运销分离后我国将出现真正意义上的管道运输企业，因而需要为管道容量定价。国家发改委在2004年和2005年制定陕京管道系统、忠武线的管输价格时，曾尝试采取国际通行的“容量费＋使用费”的两部制，但没有取得成功。对此，建议借鉴欧美天然气市场发育成熟国家的经验。

美国联邦能源监管委员会（FERC）的做法是，通过影响管输价格制定过程来达到与现行市场条件相适应的政策目标。美国联邦能源监管委员会在1952年规定，制定管输价格时，固定成本的50%通过容量费回收，另外50%的固定成本和全部变动成本通过使用费回收。为应对上世纪70年代美国出现的州际天然气供应短缺，抑制工业用气，美国联邦能源监管委员会在1973年规定，固定成本的25%通过容量费回收，其余75%的固定成本和全部变动成本通过使用费回收。上世纪80年代，当州际天然气供应出现过剩时，美国联邦能源监管委员会在1983年规定，除全部变动成本及固定成本中的权益资本收益及其所得税通过使用费回收，其余固定成本均通过容量费回收。为促进管道开放和气气竞争，美国联邦能源监管委员会在1992年规定，全部固定成本都通过容量费回收，只有变动成本通过使用费回收。

运销分离后，我国为管道容量定价可以借鉴美国的做法，在起步阶段通过容量费回收固定成本的比例可以低一些，随着天然气市场的发育不断成熟，逐渐提高通过容量费回收固定成本的比例。

05网络运输价格设计

历史上，我国对天然气长输管道的运输价格曾采取“一线一价”方式制定，后来为适应管道联网、管网向第三方公平开放的需要，采取以区域管输企业为单位制定管道运价率，以“一企一价”代替“一线一价”。油气管网公司成立后是采取全网统一运价率方式，还是继续采取“一企一价”方式？笔者认为，在我国，将每千立方米天然气输送1千米的平均运输成本，东部地区远高于西部地区，例如，国家发改委按现行办法核定中石油东部管道有限公司的运价率为0.2386元/（千立方米·千米），中石油西北联合管道有限责任公司的运价率为0.1202元/（千立方米·千米）。因此，采取全网统一运价率方式会导致经济欠发达的西部地区的管道用户为经济较发达的东部地区的管道用户提供价格补贴，这显然不合理。合理的做法是，以油气管网公司成立后所管辖的地区管道公司为单位核定管道运价率，再根据天然气经过不同地区公司的管道运输里程，制定全网统一的运输价格表，也就是运价率分区核定，价目表全网统一制定。（张颙  徐博  中国石油天然气集团有限公司（CNPC）财务部，中国石油经济技术研究院（ETRI）天然气市场研究所   本文摘编自《国际石油经济》2019年第6期《对完善我国天然气管输定价机制的思考与建议》。）